钻具套管刚度比计算表

第一章：基本数据1.1 常用钻具数据1.1.1 塔里木常用钻杆数据表6-1-1 塔里木常用钻杆数据1.1.2 推荐钻杆上扣扭矩表6-1-2 推荐钻杆上扣扭矩1.1.3 塔里木常用钻铤数据表6-1-3 塔里木常用钻铤数据1.1.4 推荐钻铤上扣扭矩1.1.5 塔里木油田常用钻具稳定器表6-1-5 塔里木油田常用钻具稳定器规格与扣型1.1.6 塔里木常用加重钻杆数据1.1.7 塔里木常用方钻杆数据1.1.8 常用接头丝扣数据表6-1-9 石油钻具接头螺纹尺寸表6-1-10 石油钻具接头螺纹正常磨损允许量单位：mm1.1.9 石油钻具接头螺纹名称与现场叫法对照表1.1.10 塔里木油田钻具分级方法表6-1-13 钻杆分级标记表6-1-14 钻杆接头允许最小长度单位：mm表6-1-15 钻杆接头分级数据表6-1-19 钻杆允许直线度（SY/T5369-94）表6-1-20 钻铤允许直线度（SY/T 5369-94）表6-1-21 方钻杆允许直线度（SY/T5369-94）表6-1-22 方钻杆与方补心间隙（SY/T5369-94）1.1.11 螺杆钻具技术参数螺杆钻具命名方式：例：C 5 LZ 172 * 7.0 Ⅱ－D K W F G其中“C”表示：马达形式（C-长马达、D-短马达、K-空气或泡沫马达省略-常规马达）“5”表示：转子头数“LZ”表示：螺杆钻具产品代号“172”表示：螺杆钻具规格（外径,mm）“7.0”表示：允许使用的转子水眼压降（MPa）“II”表示：产品改进次数“D”表示：弯钻具弯角形式:D-单弯（弯接头或弯壳体）P-大偏移距同向双弯（弯接头+单弯壳体）T-同向双弯S-异向双弯（DTU）J-铰接钻具K-可调弯壳体无-直钻具“K”表示：K-可调弯壳体钻具结构形式省略-固定弯壳体钻具结构形式“W”表示：稳定器（W-传动轴壳体带稳定器；省略-不带稳定器）“F”表示：转子中空分流（F-转子中空分流；省略-转子非中空）“G”表示：钻具耐温特性（G-耐温150℃；省略-耐温120℃）1.1.12 Q10Y-M液气大钳扭矩表6-1-26 Q10Y-M液气大钳扭矩表1.2 油管及套管数据1.2.1 API 油管基本数据 API 油管数据见表6-1-27。

层刚度比和层偏心率的计算方法在MIDAS/Gen 中依据日本“结构计算指针 动态分析”（1988）制定了刚度比及偏心率的计算方法。

层刚度比(结果 > 分析结果表格 > 层 > 层刚度比)相对于各计算方向定义层。

首先计算层间位移与层高比的倒数s r ，而后计算地上所有层的s r 的算术平均值s r ，每层的刚度比就是s r 与s r 之比。

s s s s s sr h /1r r (1)nR r /r =δ= =∑ 其中，h : 计算层的层高δ: 由地震荷载引起的计算层的层间位移n : 地上结构层数日本建筑协会的“结构计算指针 动态分析”（1988）要求每层的刚性比R 大于0.6。

偏心率(结果 > 分析结果表格 > 层 > 层偏心率)（1）计算偏心率的原因一般情况下地震力是作用在结构的重心上。

如图1所示，由于结构的重心和结构的刚度中心存在偏心距，地震力作用时结构将会发生扭转。

当偏心距较大时，结构的一些部位造成较大的位移，从而会降低各层的承载力，发生较严重的应力集中现象。

层偏心率是指重心和结构刚度中心的比，该值越大偏心越大。

图1. 偏心较大的建筑物（2）偏心率的计算方法下面详细介绍偏心率R的计算方法。

建筑物的每个层上的偏心距可按图2所示进行计算。

其中，e坐标系可任意确定。

图2. 偏心距的符号① 质量中心质量中心是指该层上地震力作用的层剪切力中心。

质量中心坐标X g , Y g （如下式2）可以利用柱等竖向承重构件上作用的长期竖向荷载N 及该构件的坐标X、Y 值计算。

X Y (N X)g W(N Y)g (2)WW N⋅= ⋅ = =∑∑∑ 其中，符号∑是柱等竖向承重构件上作用的长期竖向荷载之总和。

单层结构上如果恒荷载和活荷载均匀的分布于结构上，可以视平面的形心与质量中心重合于一点。

② 刚度中心（刚心）柱及剪力墙等抗剪单元的各方向（X 向及Y 向）的水平刚度为X Y K K 、，其坐标系为X、Y，刚度中心的坐标为X l , Y l ，则各层的刚度中心可以按下式3计算。

钻具常用技术参数查询钻井队版IMB standardization office【IMB 5AB- IMBK 08- IMB 2C】塔里木油田常用钻具技术参数查询（钻井队版）2013-717修改1、钻杆技术参数表1 钻杆工作参数表2 钻杆强度表3 钻杆接头尺寸和扣型表4 常用钻杆分级规定注：1.塔里木油田范围内三级钻杆停用，分级管体壁厚比行标提高3-5个百分点；2.*表示非标，目前塔里木油田所用的4 "、41/2"、5″、51/2"钻杆均有采用非标制造。

2、铝合金钻杆表5铝合金钻杆技术参数3、方钻杆表6 方钻杆规范4、钻铤表7 钻铤规范注：螺旋钻铤开排减少4%，闭排=内体积+开排×96%5、加重钻杆6、扶正器表 9 稳定器基本尺寸mm7、紧扣扭矩推荐紧扣扭矩二、其他说明：1、上表中推荐的钻具螺纹紧扣扭矩单位为KN· m;2、如液压动力钳配备有KN·m单位的仪表，应该按照KN·m推荐数值紧扣；如液压动力钳未配备有KN·m单位的仪表，可参照Mpa单位紧扣；3、本体尺寸7"及以下规格钻具严禁使用无任何指示仪表（扭矩、压力）的液压动力钳上卸扣，本体尺寸7"以上钻具应使用带扭矩指示的猫头紧扣；4、严禁使用未经检验校检的液压动力钳紧扣；3、液压动力钳扭矩与压力Mpa单位对照关系：（1）ZQ100型液压钻杆动力钳与Mpa对照关系约为6:1；（2）XQ140 /12YA型油管液压动力钳与Mpa对照关系为1:1。

8、钻杆扭转圈数表11 常用钻杆扭转圈数。

钻具刚度和套管刚度匹配在下套管工艺中的应用研究1摘要：在钻井作业实践中，套管经常由于各种原因不能完全下到位，需要重新拔出套管，进行通井作业，或者就地固井，重新侧钻，启动备用井眼尺寸，更甚者，导致钻井失败。

失败的主要原因是套管下入刚度不适用钻具刚度，导致套管弯矩增大，井眼曲率半径过大而无法通过井眼。

因此本文利用惯性矩计算方法，对比通井钻具组合和套管刚度，得到钻具与套管刚度匹配性方法，成功解决中东某碳酸盐井表层套管多次下套管不到位的难题，为后期类似的碳酸盐井通井钻具组合提供了理论依据。

关键词：大尺寸套管，通井钻具，刚性，惯性矩Analysis of the effect of moment of inertia on casing runningSun Wenhua1(1. Unit, location zip Code)Abstract: In drilling practice, the casing is often not fully in place for various reasons, and it is necessary to pull out the casing again to run the well, or cement the well in place, re-sidetrack, and start the backup hole size, or even lead to drilling failure. The main reason for failure is that the casing running stiffness does not apply to the drilling tool stiffness, which leads to the increase of casing bending moment and the hole curvature radius is too large to pass through the hole. Therefore, in this paper, the calculation method of moment of inertia is used to compare the drilling tool assembly and casing stiffness, and the matching method of drilling tool and casing stiffness is obtained, which successfully solves the problem that thecasing is not in place for several times in the surface casing of a carbonate well in the Middle East, and provides a theoretical basisfor similar drilling tool assembly of carbonate well in the later period.Key words: large size casing, Drilling tools, Rigid, Moment of inertia0 引言在钻井过程中，通井作业主要是为了扩划井壁、破除台肩、消除阻点[1]。

钻井各种计算公式钻头水利参数计算公式：827 21、 钻头压降： P b Q（ MPa ）24c de2、 冲击力： Fj 1.02 QV(N) 3、 喷射速度： V 0 1273Q(m/s)2d e809.0534、 钻头水功率：N b Q（KW ）24c de5、1273 N b(W/mm 2)比水功率： N 比＝2D井6、 上返速度： V 返 ＝1273Q（ m/s ）22D井D 杆式中：ρ－钻井液密度g/cm 3Q－排量 l/sc －流量系数，无因次，取 0.95～0.98d e －喷嘴当量直径 mmde222d n ：每个喷嘴直径 mmd 1 d2dnD 井、D 杆 －井眼直径、钻杆直径 mm全角变化率计算公式：25222a b Kaba ba b sin2 Lab式中： ab －A 、B 两点井斜角； a b－A 、B 两点方位角套管强度校核：抗拉：安全系数 m ＝1.80（油层）；1.60～1.80（技套）抗拉安全系数＝套管最小抗拉强度 /下部套管重量 ≥1.80抗挤：安全系数： 1.125P挤H 泥' '/P挤≥1.12510查套管抗挤强度PcP c按双轴应力校核：10P ccnH式中：Pcc －拉力为 Tb时的抗拉强度（ kg/cm 2） －钻井液密度（ g/cm 3）H －计算点深度（ m ）其中：PccPc22KK3T bTbT b ：套管轴向拉力（即悬挂套管重量） kgP c ：无轴向拉力时套管抗挤强度kg/cm 2K ：计算系数 kgK 2AsA ：套管截面积 mm 2s：套管平均屈服极限 kg/mm 2不同套管 s如下：J 55 ：45.7N80 :63.5P :87.9110地层压力监测：R nlg3.282NT (d c指数 )d c0.0671WRmlgD8.4895 105H 0. 0417d cn10d cnRm（压力系数）Rpd c式中： T –钻时 min/mN –钻盘转数 r/min W －钻压 KND －钻头直径 mmR n －地层水密度 g/cm 3R m －泥浆密度 g/cm 3压漏实验：1、 地层破裂压力梯度： G f1000PLKPa9.8 mH2、 最大允许泥浆密度：max102PLg/cm 3mH为安全，表层以下m 0.06g/cm3max技套以下m 0.12g/cm3max'gHmax3、 最大允许关井套压：PaPRm0.81000式中：P L－漏失压力（ MPa ） P R－破裂压力（ MPa ）m'm ax－原泥浆密度（ g/cm 3）H －实验井深（ m ）－设计最大泥浆密度（ g/cm 3）9.8H9.8HP 漏＝PLmP 破 PRm10001000井控有关计算：最大允许关井套压经验公式：表层套管 [Pa]=11.5% ×表层套管下深（ m ）/10MPa技术套管 [Pa]=18.5% ×技术套管下深（ m ） /10MPa1000 P地层破裂压力梯度： GRKPa/mRH最大允许关井套压：PaG RH套0.00981maxH套0.8Mpa1000最大允许钻井液密度：'GR－ 0.06 (表层 )max9.81'GR －0.12 （技套）max9.81套管在垂直作用下的伸长量 ：L 7.854m 2 74L 10式中：－钻井液密度 g/cm 3L －自重下的伸长 mmL －套管原有长度 m套管压缩距 ： LL自固钢总E 10LLm式中： L －下缩距 mL自－自由段套管长度 mL固－水泥封固段套管长度 m L总－套管总长 m钢－钢的密度 7.85g/cm3m－钻井液密度 g/cm3E －钢的弹性系数（2.1×106kg/cm 3）泥浆有关计算公式：1、加重剂用量计算公式： W加＝r 加V原r重－r原r 加r重式中：W加－所需加重剂重量 吨V原－加重前的泥浆体积米 3r原 、 r 重 、 r加－加重前、加重后、加重材料比重g/cm 32、泥浆循环一周时间： TV 井V柱60Q式中： T －泥浆循环一周时间 分V 井、 V 柱 －井眼容积、钻柱体积升Q －泥浆泵排量升/秒3、井底温度计算公式： TT 0H168式中： T 、 T 0 －井底、井口循环温度oCH －井深米4、配制泥浆所需粘土和水量计算：粘土量W 土＝ r泥V 泥r 泥－r 水r 土r水水量Q水＝V泥－W土r土式中： W 土 －所需粘土的重量吨V 泥 －所需泥浆量米3r 水、 r 土、r 泥 －水、土和泥浆的比重 g/cm3Q 水 －所需水量米35、降低比重所需加水量：Q水＝V 原 r原r稀 r水r稀r水式中： Q 水－所需水量米 3V 原－原泥浆体积米 3r 原、 r 稀、r 水－原泥浆、稀释后泥浆和水的比重g/cm3。

塔里木油田常用钻具技术参数查询
（钻井队版）2013-717修改
1、钻杆技术参数
表1 钻杆工作参数
表2 钻杆强度
表3 钻杆接头尺寸和扣型
表4 常用钻杆分级规定
注：1.塔里木油田范围内三级钻杆停用，分级管体壁厚比行标提高3-5个百分点；
2.*表示非标，目前塔里木油田所用的4 "、41/2"、5″、51/2"钻杆均有采用非标制造。

2、铝合金钻杆
表5铝合金钻杆技术参数
3、方钻杆
表6 方钻杆规范
4、钻铤
表7 钻铤规范
注：螺旋钻铤开排减少4%，闭排=内体积+开排×96%
5、加重钻杆
表8加重钻杆规格尺寸
6、扶正器
表9 稳定器基本尺寸mm
7、紧扣扭矩
推荐紧扣扭矩
二、其他说明：
1、上表中推荐的钻具螺纹紧扣扭矩单位为KN· m;
2、如液压动力钳配备有KN·m单位的仪表，应该按照KN·m推荐数值紧扣；如液压动力钳未配备有KN·m单位的仪表，可参照Mpa单位紧扣；
3、本体尺寸7"及以下规格钻具严禁使用无任何指示仪表（扭矩、压力）的液压动力钳上卸扣，本体尺寸7"以上钻具应使用带扭矩指示的猫头紧扣；
4、严禁使用未经检验校检的液压动力钳紧扣；
3、液压动力钳扭矩KN.m与压力Mpa单位对照关系：
（1）ZQ100型液压钻杆动力钳KN.m与Mpa对照关系约为6:1；
（2）XQ140 /12YA型油管液压动力钳KN.m与Mpa对照关系为1:1。

8、钻杆扭转圈数
表11 常用钻杆扭转圈数。

常用钻头钻具体积表1、常用钻具与套管内容积、排代量2、方钻杆有关数据3、平均井径的计算方法井深:H ，井段1:厚h 1，井径d 1；井段2:厚h 2，井径d 2； 井段3:厚h 3，井径d 3； . . . . . . 井段n:厚h n ，井径d n ； 平均井径:Hd h d h d h d h D nn 2233222211++++=4、钻井液在井内环空间的上返速度上返速度V:式中:Q-泵排量,m 3/s D-井眼直径,m d-钻具外径,m5、流型指数与稠度系数的计算公式流型指数n:稠度系数K:或6、NaCl 溶液的含量及密度)/()(785.022s m d D QV -=300600lg32.3ΦΦ=n )100/()510()1020(2300600ft lb K nn Φ=Φ=)()510(47849.0)1020(47849.0600600Pa K nn Φ=Φ=7、常见物质比重表8、泥浆“SI”单位换算表9、泥浆专用词汇、代号、单位对比表10、常用化合物化学符号和常用处理剂代表符号12、5″钻杆不同排量时泥浆在不同井眼中上返速度（米/秒）13、5″钻杆不同井眼起钻泥浆液面下降表（米）4、加重[降低]1m3泥浆所需重晶石(4.2/g)[或加淡水]用量表（Kg）[m3]915、加重一立方米泥浆所需石灰石粉（2.7g/cm3）用量表（Kg）16、研究泥浆性能的一些数学公式7、有机化合物官能团名称表18钻具数据19、泥浆泵排量计算公式泥浆泵排量：式中：λ——容积系数，按0.8计；S——活塞冲程，cm；n——每分钟冲数；F——缸套面积，cm2；f——拉杆截面积，cm2；m——计算系数：双缸作用泵m=30，三缸作用泵m=20。

泥浆泵的允许泵压：式中：N泵——输入泵的最大功率（马力）×泵的机械效率；)/(1000)2(slmfFnSQ⋅-⋅⋅=λ)(75.0MPaQNP泵泵压=Q——泵最大冲数时的理论排量（升/秒）。

常用固井计算公式一、伸长对比计算： 1、套管变形计算：ΔL 自＝Kf FE L G ***2*2；式中：G ：套管单位长度的重量kg/m ；F ：套管横截面积cm 2；E ：弹性模量2.1×106kg/cm 2；L ：套管或钻具长度m ；Kf ：浮力系数=7.851ρ-；2、外力伸拉长：ΔL 外=FE Lkf P ***式中：P —外力，kg ； kf —浮力系数；L —上段被拉套管长度m ； E —弹性模量；F —被除拉套管面积；3、套管进扣量：ΔL 进=310**C N式中：C —进扣量，取0.002~0.0025；N —入井套管根数；4、套管内外密度变化引起套管轴向变形量： （1）管外流体密度变化引起的轴向变形：ΔL 外=1)-E(R L 1.0222套外ρμ∆R （2）管内流体密度变化引起的轴向变形：ΔL 内=1)-E(R L 0.122套内ρμ∆（3）浮力引起的轴向变形：ΔL 浮=EA)L A -(1.02套外外内内ρρ∆∆A式中：μ—波桑比，取0.30；ΔP —（密度增加，密度减少）；E ：弹性模量；A 内、A 外、A 本体—指横截面积cm 2；L —套管长，m 5、井口压力引起套管轴向变形（蹩压时）ΔL 井口=EAP A -P (04.0内内外外套∆∆A L6、最大上提拉力计算：下套管遇阻时在不考虑弯曲应力的情况下，上提套管时最大载荷在井口，可由下式计算：抗拉安全系数丝扣抗拉强度上提n P T =管材钢级壁厚 TP95s ×11.51TP95s ×11.05TP95s ×10.03最大上提力（t ）289263234注：短期抗拉安全系数取1.60。

7、允许套管最大下压力计算2181K K I DD A P r ss⎪⎪⎭⎫⎝⎛=＋下压δ井 径(mm)320 330 340 350 360 最大下压力（t ）SM110TT ×11.99139 132 125 115 108 TP95s ×11.991201141079993备注： K 1取 1.8、K 2取1.75。